一种目标井油藏生产动态的预测方法、装置和相关设备与流程

1.本发明涉及油气田开发技术领域，特别涉及一种目标井油藏生产动态的预测方法、装置和相关设备。


背景技术：

2.油田开发过程中，对未来拟实施的加密新井、或者换层井等措施均需要进行产油预测。通常情况下，可以采用数值模拟和典型生产曲线两种方法对目标井的生产效果进行预测。通过数值模拟的方法进行生产预测，在已有数值模型的情况下，具有方便快捷、容易实现、成本低廉等优势；在没有数值模型的情况下，需要建立地质模型和数值模型才能应用该方法，但是建立地质模型和数值模型的过程复杂且耗时，该方法就不具备前述的优势了。因此，在还没有目标区数值模型的情况下，利用单井典型生产曲线对新井或换层井的生产效果进行预测成为首选。


技术实现要素：

3.发明人在实际作业过程中发现，目前利用典型曲线进行生产效果预测的方法时，通常考虑老井的初始产能、递减率等动态参数，而没有考虑静态参数，例如储层厚度、储层渗透率、孔隙度等。而目标区的静态参数在油藏开发过程中可以获得，因此，在已知油藏静态特征的情况下，再采用仅考虑动态参数的典型曲线进行预测时，由于考虑的参数比较笼统，导致该方法的典型曲线细分程度不足，预测结果不精确，与未来的生产规律相比，难免存在一定的误差，应用范围受限。
4.鉴于上述问题，提出了本发明以便提供一种克服上述问题或者至少部分地解决上述问题的一种目标井油藏生产动态的预测方法、装置和相关设备。
5.第一方面，本发明实施例中提供一种目标井油藏生产动态的预测方法，可以包括：
6.根据目标区内的包括的至少一口单井的初始产液量，确定所述目标区的平均产液量；
7.根据目标井的静态参数，对所述目标区的平均产液量进行修正，得到目标井的初始产液量；
8.根据所述目标区的所有单井的产水量和产液量，确定目标区的油藏综合含水；
9.根据所述单井的日产油量和生产月数，确定目标区的递减参数；
10.以所述目标井的初始产液量、所述目标区的油藏综合含水和所述目标区的递减参数，构建所述目标井的油藏生产动态曲线。
11.可选的，所述确定所述目标区的平均产液量之前，还可以包括：
12.确定至少一口所述单井对所述目标区生产动态影响的权重。
13.可选的，所述确定至少一口所述单井对所述目标区生产动态影响的权重，可以包括：
14.根据所述目标井的预计投产时间，以及所述单井的投产时间，确定所述单井在所
述目标井开始投产时的投产总时长；
15.对所述单井的投产总时长进行时间反比加权，确定所述单井的权重。
16.可选的，所述确定所述目标区的平均产液量，可以包括：
17.根据所述单井的权重、所述单井的初始产液量，加权平均后确定所述目标区的平均产液量。
18.可选的，所述确定至少一口所述单井对所述目标区生产动态影响的权重之前，还可以包括：
19.对目标区内包括的单井进行筛选，剔除符合下列至少一个条件的单井：已停产状态单井、生产异常状态单井和权重小于预设权重阈值的单井。
20.可选的，所述静态参数可以包括下列至少一项：有效厚度、渗透率、孔隙度、流体粘度。
21.可选的，所述根据目标井的静态参数，对所述目标区的平均产液量进行修正，可以包括：
22.根据至少一口所述单井的至少一个静态参数，确定所述目标区内该静态参数的平均值；
23.根据目标井的所述静态参数与该静态参数的平均值，确定该静态参数的修正系数；
24.以至少一个静态参数的修正系数，对所述目标区的平均产液量进行修正。
25.可选的，所述根据所述单井的日产油量和生产月数，确定目标区的递减参数，可以包括：
26.根据所述目标区内包括的至少一口单井的日产油量，以及生产月数，确定平均单井日产油量；
27.根据所述平均单井日产油量以及所述生产月数的拟合关系，确定所述目标区的递减参数；
28.所述递减参数包括：递减率、递减指数和递减类型。
29.第二方面，本发明实施例中提供一种目标井油藏生产动态的预测装置，可以包括：
30.平均产液量确定模块，用于根据目标区内的包括的至少一口单井的初始产液量，确定所述目标区的平均产液量；
31.修正模块，用于根据目标井的静态参数，对所述目标区的平均产液量进行修正，得到目标井的初始产液量；
32.油藏综合含水确定模块，用于根据所述目标区的所有单井的产水量和产液量，确定目标区的油藏综合含水；
33.递减参数确定模块，用于根据所述单井的日产油量和生产月数，确定目标区的递减参数；
34.构建模块，用于以所述目标井的初始产液量、所述目标区的油藏综合含水和所述目标区的递减参数，构建所述目标井的油藏生产动态曲线。
35.可选的，该装置还可以包括：权重确定模块和筛选模块；
36.所述权重确定模块，用于确定至少一口所述单井对所述目标区生产动态影响的权重；
37.所述筛选模块，用于对目标区内包括的单井进行筛选，剔除符合下列至少一个条件的单井：已停产状态单井、生产异常状态单井、或权重小于预设权重阈值的单井。
38.第三方面，本发明实施例中提供一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，该程序被处理器执行时实现如第一方面所述目标井油藏生产动态的预测方法。
39.第四方面，本发明实施例中提供一种计算机设备，包括存储器，处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述程序时实现如第一方面所述目标井油藏生产动态的预测方法。
40.本发明实施例中提供的上述技术方案的有益效果至少包括：
41.本发明实施例公开了一种目标井油藏生产动态的预测方法、装置和相关设备，所述方法包括：根据目标区内的包括的至少一口单井的初始产液量，确定目标区的平均产液量；根据目标井的静态参数，对目标区的平均产液量进行修正，得到目标井的初始产液量；根据目标区所有单井的产水量和产液量，确定目标区的油藏综合含水；根据单井的日产油量和生产月数，确定目标区的递减参数；以目标井的初始产液量、目标区的油藏综合含水和目标区的递减参数，构建目标井的油藏生产动态曲线。本发明实施例中通过使用目标区内老井的初始产液量、递减参数以及油藏综合含水等动态参数，结合目标井储层物性的静态参数对生产动态曲线的影响，进而建立动静结合的目标井油藏生产动态曲线，有效提升生产动态曲线的完善性和细分度，提高了目标井的预测效果的准确性，拓宽了生产动态曲线预测的应用场景，对于提高油藏开发具有优越的积极意义。
42.本发明的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本发明而了解。本发明的目的和其他优点可通过在所写的说明书、权利要求书、以及附图中所特别指出的结构来实现和获得。
43.下面通过附图和实施例，对本发明的技术方案做进一步的详细描述。
附图说明
44.附图用来提供对本发明的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与本发明的实施例一起用于解释本发明，并不构成对本发明的限制。在附图中：
45.图1为本发明实施例中提供的目标井油藏生产动态的预测方法的流程示意图；
46.图2为本发明实施例中提供的具体的目标井油藏生产动态的预测方法的流程示意图；
47.图3为本发明实施例中提供的步骤s21实现的流程示意图；
48.图4为本发明实施例中提供的步骤s23实现的流程示意图；
49.图5为本发明实施例中未使用静态参数对初始产液量修正前的生产动态曲线的示例；
50.图6为本发明实施例中提供的使用静态参数对初始产液量修正后的生产动态曲线的示例；
51.图7为本发明实施例中提供的示例中m63井与m48井的相对位置图；
52.图8为本发明实施例中提供的m48井的生产动态示意图；
53.图9为本发明实施例中提供的m63井的生产动态示意图；
54.图10为本发明实施例中提供的目标井油藏生产动态的预测装置的结构示意图。
具体实施方式
55.下面将参照附图更详细地描述本公开的示例性实施例。虽然附图中显示了本公开的示例性实施例，然而应当理解，可以以各种形式实现本公开而不应被这里阐述的实施例所限制。相反，提供这些实施例是为了能够更透彻地理解本公开，并且能够将本公开的范围完整的传达给本领域的技术人员。
56.本发明实施例中提供了一种目标井油藏生产动态的预测方法，该方法利用目标区内单井的生产动态特征，即通过分析已投产单井初始产液量、递减规律以及投产时油藏综合含水等关系，构建目标区含水条件下油藏生产动态曲线；然后根据目标井的静态参数对目标区的初始产液量进行修正，从而得到目标井油藏生产动态曲线。
57.参照图1所示，该方法可以包括以下步骤：
58.步骤s11、根据目标区内的包括的至少一口单井的初始产液量，确定目标区的平均产液量。
59.本步骤是对目标区内包括的单井的初始产液量进行统计，可以通过加权平均的方式计算出该目标区的平均产液量。目标区的平均产液量可以代表该目标区内油藏的开始产液水平，本发明实施例中使用该目标区的初始产液量作为构建目标井的生产动态曲线的一项重要数据。
60.其中，上述目标区是指以目标井为中心的预设区域内，同一油气储层所连成的区域。本发明实施例中的目标井是指在同一油气储层计划开采的油井，该油井可以是加密的新井，也可以是在开采过程中对已开采老井的开采层采取换层措施的井。
61.步骤s12、根据目标井的静态参数，对目标区的平均产液量进行修正，得到目标井的初始产液量。
62.本发明实施例中通过步骤s11能够获得目标区的初始产液量，因为该目标区的初始产液量与目标区平均储层物性的静态参数相关，而目标井的初始产液量也受到该目标井所处位置的储层物性影响。因此本实施例发明人创新性地提出了使用目标井储层物性的静态参数对目标区的初始产液量进行修正，即充分考虑动态参数和静态参数对目标井的影响，来确定目标井的初始产液量，进而精确构建目标井生产动态曲线。
63.步骤s13、根据目标区内所有单井的产水量和产液量，确定目标区的油藏综合含水。
64.本发明实施例中可以通过加权平均的方式获得目标区的油藏综合含水，由于一个目标区内的油藏是连通的、动态的，因此目标区内的所有单井的油藏综合含水应当是大致近似的，所以在构建预测曲线时，可以使用目标区的油藏综合含水来确定目标井的产油能力。即利用已开采的所有单井的所有的产水量与产液量的比值，确定目标区的油藏综合含水。
65.步骤s14、根据单井的日产油量和生产月数，确定目标区的递减参数。
66.在同一个目标区内，单井之间的产油递减规律应当是相似的，本发明实施例中通过使用目标区平均的递减参数来表征目标井的递减参数。具体是通过目标区已开采的单井的日产油量和生产月数，构建日产油量与生产月数之间的关系曲线，进而计算出该曲线的递减参数。
67.步骤s15、以目标井的初始产液量、目标区的油藏综合含水和目标区的递减参数，
构建目标井的油藏生产动态曲线。
68.通过上述步骤s12中获得的目标井的初始产液量、步骤s13中获得的目标区的油藏综合含水以及步骤s14中获得的目标区的递减参数，即可构建目标井的油藏生产动态曲线，例如使用阿尔普斯递减公式，即可预测目标井的日产油和累产油。
69.需要说明的是，本发明实施例中的上述步骤中初始产液量、油藏综合含水以及递减参数构建生产动态曲线独立的数据，因此在获取时无先后顺序。可以先执行步骤s13、步骤s14，也可以先执行步骤s11 步骤s12，当然也可以同时执行，本发明实施例对此不作具体限定。
70.本发明实施例中通过使用目标区内老井的初始产液量、递减参数以及油藏综合含水等动态参数，结合目标井储层物性的静态参数对生产动态曲线的影响，进而建立动静结合的目标井油藏生产动态曲线，有效提升生产动态曲线的完善性和细分度，提高了目标井的预测效果的准确性，拓宽了生产动态曲线预测的应用场景，对于提高油藏开发具有优越的积极意义。
71.进一步的，发明具有非常强的实用性，可以广泛应用到新项目评价、已有项目科研、延期、自评价等油藏工程评价中，可以提高预测结果的精度，预测结果更合理，为后续的钻井、采油、地面、经济等专业提供更为准确的开发预测数据，同时可以为相关研究环节节省研究周期，具有很好的经济效益。
72.在一个具体的实施例中，以目标井为中心的目标区内已有n口井投产，通过对n口井的资料分析得到n口井的具体参数，如n口井的渗透率分别为k1，k2，
……
，kn；n口井的有效厚度分别为h1，h2，
……
，hn；n口投产井的初始产液量分别为ql1，ql2，
……
，qln。
73.参照图2所示，本发明实施例中提供的目标井油藏生产动态的预测方法，可以包括以下步骤：
74.步骤s21、确定目标区包括的至少一口单井对目标井生产动态影响的权重。
75.在构建上述目标井的生产动态曲线时，发明人充分考虑到目标井的生产动态曲线受到周围已经投产的单井以及该单井的投产时间影响，且单井投产时间越长，对该目标井的影响就会越小。n口井投产时间不同，对目标井的参考价值不同，本发明中该权重采用时间反比加权法获得，即权重与已投产井的时间成反比，投产时间越长，其权重越小。
76.具体的，单井权重的确定参照图3所示，可以包括以下步骤：
77.步骤s301、根据目标井的预计投产时间，以及单井的投产时间，确定单井在目标井开始投产时的投产总时长。
78.步骤s302、对单井的投产总时长进行时间反比加权，确定单井的权重。
79.上述步骤可以使用公式(1)表示如下：
80.ωi＝(t-t
0i
)-u
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
公式(1)
81.其中，t为目标井的预计投产时间，单位为月；
82.t
0i
为单井的投产时间，即目标区内第i口井的投产时间，单位为月；
83.u为时间方次参数，该参数表征权重系数随着时间的增加而下降的程度。u值较大时，时间差值较小的单井权重会更高，即对上述时间的差值影响越大。本发明实施例中的上述时间方次参数u可取值1、2、4等，发明人根据经验，一般取值为2。
84.步骤s22、根据目标区内的包括的至少一口单井的初始产液量，确定目标区的平均
产液量。
85.本步骤可以参照上述步骤s11，具体的根据步骤s21中获得的单井的权重、以及单井的初始产液量，加权平均后确定目标区的平均产液量，使用公式(2)表示目标区的平均产液量如下：
[0086][0087]
其中，qlave为目标区的平均产液量，(ave为average的缩写，平均的含义)；
[0088]
本步骤通过单井的权重与该单井的初始产液量的乘积，来确定目标区的平均产液量。
[0089]
步骤s23、根据目标井的静态参数，对目标区的平均产液量进行修正，得到目标井的初始产液量。
[0090]
本步骤可以参照上述步骤s12，由于目标井的静态参数与目标区的静态参数存在着一定的差异，本技术发明人创新性地引入了使用静态参数修正的方式来对目标区的平均产液量进行修正。
[0091]
具体的，上述目标井的静态参数为目标井储层物性的参数，该静态参数可以包括下列至少一项：有效厚度、渗透率、孔隙度、流体粘度。
[0092]
其中，有效厚度是指储油层中具有工业产油能力的那部分油层的厚度，即工业油井内具可动油的储集层的厚度；渗透率是指在一定压差下，岩石允许流体通过的能力，是表征土或岩石本身传导液体能力的参数；孔隙度是指那些互相连通的，在一般压力条件下，允许流体在其中流动的孔隙体积之和与岩样总体积的比值，以百分数表示；流体粘度是指不同平面但平行的流体，拥有相同的面积“a”，相隔距离“dx”，且以不同流速“v1”和“v2”往相同方向流动，牛顿假设保持此不同流速的力量正比于流体的相对速度或速度梯度，即：τ＝ηdv/dx＝ηd(牛顿公式)其中η与材料性质有关，我们称为“粘度”。
[0093]
本发明实施例中根据上述静态参数修正的方式可以参照图4所示，具体可以包括以下步骤：
[0094]
步骤s401、根据至少一口单井的至少一个静态参数，确定目标区内该静态参数的平均值。
[0095]
本发明实施例中以上述n口井的有效厚度和渗透率进行说明，如n口井的渗透率分别为k1，k2，
……
，kn；n口井的有效厚度分别为h1，h2，
……
，hn；通过加权平均可以获得目标区油藏的有效厚度have，如公式(3)所示，也可以获得目标区的油藏渗透率kave，如公式(4)所示，公式(3)和公式(4)具体如下：
[0096][0097][0098]
步骤s402、根据目标井的静态参数与该静态参数的平均值，确定该静态参数的修正系数。
[0099]
通过上述步骤s401获得的目标区油藏的有效厚度have以及目标区的油藏渗透率kave，与该目标井静态参数中的有效厚度和渗透率，可以得到如公式(5)所示的有效厚度修整系数ωh和如公式(6)所示的渗透率修正系数ωk，具体如下：
[0100]
ωh＝h
t
/h
ave
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
公式(5)
[0101]
ωk＝k
t
/k
ave
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
公式(6)
[0102]
步骤s403、以至少一个静态参数的修正系数，对目标区的平均产液量进行修正。修正后得到的目标井的初始产液量如公式(7)所示：
[0103][0104]
步骤s24、根据目标区的所有单井的产水量和产液量，确定目标区的油藏综合含水。
[0105]
本步骤可以参照上述步骤s13，具体的也可以通过目标区所有已开采单井的所有的产水量与产液量的比值的方式得到目标区的油藏综合含水。假设得到的目标区油藏的综合含水为wct，则目标区油藏的含油量为ω
wct
＝1-wct。
[0106]
则目标井的产油能力如公式(8)所示：
[0107][0108]
步骤s25、根据单井的日产油量和生产月数，确定目标区的递减参数。
[0109]
本步骤可以参照上述步骤s14，具体的可以参照图5所示，可以包括以下步骤：
[0110]
步骤s501、根据目标区内包括的至少一口单井的日产油量，以及生产月数，确定平均单井日产油量。
[0111]
本步骤中将n口井的日产油量按照生产月数求和，并计算平均单井日产油，绘制平均单井日产油与生产月数关系曲线。
[0112]
步骤s502、根据平均单井日产油量以及生产月数的拟合关系，确定目标区的递减参数；其中，递减参数包括：递减率、递减指数和递减类型。
[0113]
本步骤是将平均单井日产油量与生产月数的关系曲线进行拟合，得到目标区的递减参数，其中确定递减参数中递减类型可以参照下表1中所示进行匹配。
[0114]
表1
[0115][0116]
[0117]
步骤s26、以目标井的初始产液量、目标区的油藏综合含水和目标区的递减参数，构建目标井的油藏生产动态曲线。
[0118]
本步骤可以参照上述步骤s15，即将上述目标井的初始产液量、目标区的油藏综合含水和目标区的递减参数，代入阿尔普斯递减公式，得到目标井的日产油和累产油，即得到目标井的油藏生产动态曲线，具体的构建过程本实施例在此不在赘述。
[0119]
在一个可选的实施例中，在确定至少一口单井对目标井生产动态影响的权重之前，即在对目标区的单井数据进行分析之前，还可以包括：
[0120]
对目标区内包括的单井进行筛选，剔除符合下列至少一口条件的单井：已停产状态单井、生产异常状态单井、或权重小于预设权重阈值的单井。
[0121]
本发明对原始数据进行去噪处理，这样得到的生产动态曲线更加符合实际需求。
[0122]
本发明实施例中通过将动态参数与静态参数结合，充分考虑目标区储层物性等参数对典型生产动态曲线的影响，建立动静态参数相结合的单井典型曲线预测方法，可以有效地提升典型曲线库的完善性和细分度，提高单井预测效果的精确性，拓宽典型曲线预测的应用场景，同时该方法对油田综合调整提供了更加精确的预测思路。
[0123]
本发明实施例中以下举例为了证明本技术的有益效果，其中具体数据属于实际生产中的原始数据资料，在本专利申请前未公开。
[0124]
以某油田的m63井为例，m63井的油藏有效厚度和渗透率分别为32.9ft、3619md；其邻井m48井的油藏有效厚度和渗透率分别为36.9ft、渗透率2923md。该目标井(m63井)2020年10月时考虑从lu层换至m1层生产，m63井区有m48井1口井生产。m48井2014年8月投产，初始日产液1609桶/天，日产油383桶/天；2020年11月时，日产液1723桶/天，日产油85桶/天，含水率95％。
[0125]
参照图5所示，未使用本技术发明人提出的使用静态参数对上述目标区的初始产液量进行修正之前，构建的目标区的生产动态曲线的示例。在未利用本发明的进行预测的情况下，即未利用m63井的动静态参数进行修正的情况下，m63井的预测结果为：m63井初始日产油733bbl/d，累产油500mbbl。
[0126]
参照图6所示，为本发明实施例中提供的使用目标井的静态参数对初始产液量进行修正之后构建的生产动态曲线的示例。而根据本发明对m63井m1油藏初始产油能力进行预测。预测结果为初始日产油37bbl/d，累产油3.1mbbl。从上述两种情况对比可以看出，二者预测结果相差较大。
[0127]
为验证本发明的适用性以及实际生产的需要，将两种情况的预测结果分别与实际生产动态对比。
[0128]
参照图7所示，m64井与m48井的相对位置图中，m63井于2020年11月实施了换层，换层之后实际初始日产油42bbl/d，截止到2021年2月时累产油2.3mbbl，在利用本发明的情况下，初始日产油和最终累产油的绝对误差仅5bbl/d和0.8mbbl，误差相对较小，预测结果更合理，与实际情况更相符。
[0129]
参照图8所示，为m48井的生产动态示意图，图9为m63井的生产动态示意图。其中，blpd是日产液量曲线，bopd是日产油曲线，bsw％是含水率，oilcum：403.6mb是累计产油量。
[0130]
因此，通过本发明提供的方法实现了m63井换到m1油藏的相对准确的预测，也进一步说明了本发明的实用性。
[0131]
基于同一发明构思，本发明实施例中还提供了一种目标井油藏生产动态的预测装置，参照图10所示，该装置可以包括：平均产液量确定模块11、修正模块12、油藏综合含水确定模块13、递减参数确定模块14、以及构建模块15，其工作原理如下：
[0132]
平均产液量确定模块11用于根据目标区内的包括的至少一口单井的初始产液量，确定所述目标区的平均产液量；平均产液量确定模块11根据所述单井的权重、所述单井的初始产液量，加权平均后确定所述目标区的平均产液量。
[0133]
修正模块12用于根据目标井的静态参数，对所述目标区的平均产液量进行修正，得到目标井的初始产液量。其中，所述静态参数包括下列至少一项：有效厚度、渗透率、孔隙度、流体粘度。具体的，修正模块12首先根据至少一口所述单井的至少一个静态参数，确定所述目标区内该静态参数的平均值；然后，根据目标井的所述静态参数与该静态参数的平均值，确定该静态参数的修正系数；最后，以至少一个静态参数的修正系数，对所述目标区的平均产液量进行修正。
[0134]
油藏综合含水确定模块13用于根据目标区的所有单井的产水量和产液量，确定目标区的油藏综合含水。
[0135]
递减参数确定模块14用于根据所述单井的日产油量和生产月数，确定目标区的递减参数。具体的，递减参数确定模块14首先根据所述目标区内包括的至少一口单井的日产油量，以及生产月数，确定平均单井日产油量；然后，根据所述平均单井日产油量以及所述生产月数的拟合关系，确定所述目标区的递减参数；其中，所述递减参数包括：递减率、递减指数和递减类型。
[0136]
构建模块15用于以所述目标井的初始产液量、目标区的油藏综合含水和所述目标区的递减参数，构建所述目标井的油藏生产动态曲线。
[0137]
在一个可选的实施例中，该装置还可以包括：权重确定模块16和筛选模块17；
[0138]
权重确定模块16用于确定至少一口单井对目标区生产动态影响的权重。具体的，权重确定模块16根据所述目标井的预计投产时间，以及所述单井的投产时间，确定所述单井在所述目标井开始投产时的投产总时长；权重确定模块16对所述单井的投产总时长进行时间反比加权，确定所述单井的权重。
[0139]
筛选模块17用于对目标区内包括的单井进行筛选，剔除符合下列至少一个条件的单井：已停产状态单井、生产异常状态单井、或权重小于预设权重阈值的单井。
[0140]
基于同一发明构思，本发明实施例中还提供了一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，该程序被处理器执行时实现上述目标井油藏生产动态的预测方法。
[0141]
基于同一发明构思，本发明实施例中还提供了一种计算机设备，包括存储器，处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，处理器执行程序时实现上述目标井油藏生产动态的预测方法。
[0142]
需要说明的是，由于这些装置、计算机可读存储介质和计算机设备所解决问题的原理与前述目标井油藏生产动态的预测方法相似，因此该装置、计算机可读存储介质和计算机设备的实施可以参见前述方法的实施，因此关于上述实施例中的目标井油藏生产动态的预测装置，其中各个模块执行操作的具体方式也已经在有关该方法的实施例中进行了详细描述，此处将不做详细阐述说明。
[0143]
本领域内的技术人员应明白，本发明的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序
产品。因此，本发明可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本发明可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器和光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
[0144]
本发明是参照根据本发明实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
[0145]
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
[0146]
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
[0147]
显然，本领域的技术人员可以对本发明进行各种改动和变型而不脱离本发明的精神和范围。这样，倘若本发明的这些修改和变型属于本发明权利要求及其等同技术的范围之内，则本发明也意图包含这些改动和变型在内。